蘆　興，葉杰宏

(廣東電網(wǎng)公司管理科學(xué)研究院，廣州　510080)

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基于差異化用電成本的主動配電網(wǎng)DSM運營策略研究

蘆興，葉杰宏

(廣東電網(wǎng)公司管理科學(xué)研究院，廣州510080)

摘要：針對分布式電源在配電網(wǎng)的接入對配電網(wǎng)源荷運行特性的影響，立足于主動配電網(wǎng)技術(shù)特征，提出了利用實時電價和基于差異化用電成本的供電協(xié)議進(jìn)行主動配電網(wǎng)需求側(cè)管理控制的運營策略。研究了使配電網(wǎng)可獲得對用戶負(fù)荷具有可調(diào)節(jié)和可中斷控制能力的差異化用電成本計算模型。以實現(xiàn)利用實時電價對配電網(wǎng)負(fù)荷率進(jìn)行動態(tài)調(diào)節(jié)為目標(biāo)，通過研究負(fù)荷對電價響應(yīng)的調(diào)節(jié)特性，提出了基于期望負(fù)荷率滾動校正的實時電價定價方法。針對電價調(diào)節(jié)可能導(dǎo)致的負(fù)荷率不滿足期望約束條件問題，利用對用戶負(fù)荷的可調(diào)節(jié)和可中斷調(diào)控能力，提出了基于可調(diào)節(jié)負(fù)荷的負(fù)荷率預(yù)防控制策略，基于可中斷負(fù)荷的負(fù)荷率校正控制策略。利用仿真進(jìn)行了所提出運營策略的可行性論證研究。仿真結(jié)果表明，所研究需求側(cè)響應(yīng)運營策略不僅能夠按照負(fù)荷率約束要求調(diào)節(jié)負(fù)荷，平抑負(fù)荷率波動，實現(xiàn)負(fù)荷的削峰填谷，而且能夠為消納分布式電源和提高配變?nèi)萘坷寐侍峁┯行У谋ＷC和支持。

關(guān)鍵詞：主動配電網(wǎng)；差異化用電成本；需求側(cè)管理；負(fù)荷率；實時電價

隨著可再生分布式能源(Distributed Energy Resource，簡稱DER)在配電網(wǎng)中接入規(guī)模的不斷增加，將使配電網(wǎng)逐漸由傳統(tǒng)無源網(wǎng)絡(luò)向有源網(wǎng)絡(luò)轉(zhuǎn)變。這種轉(zhuǎn)變也日益凸顯當(dāng)前配電網(wǎng)的功能結(jié)構(gòu)和運營模式對大規(guī)模DER并網(wǎng)的制約作用[1-4]。主動配電網(wǎng)(Active Distribution Network，簡稱ADN)作為配電網(wǎng)發(fā)展的高級階段，其實質(zhì)就是通過靈活的網(wǎng)絡(luò)拓?fù)浜椭鲃涌刂苼砉芾沓绷鳎瑫r利用先進(jìn)的信息、通信以及電力電子技術(shù)對規(guī)模化接入分布式能源實施自主協(xié)調(diào)控制，以便積極消納可再生能源并確保配電網(wǎng)的安全經(jīng)濟(jì)運行。因此，ADN的相關(guān)技術(shù)研究已成為目前研究熱點。文獻(xiàn)[3-8] 在對比分析ADN與傳統(tǒng)配電網(wǎng)的技術(shù)區(qū)別基礎(chǔ)上，明確了其技術(shù)特征和定義，指出大規(guī)模DER并網(wǎng)將對傳統(tǒng)配電網(wǎng)的規(guī)劃設(shè)計、運行控制和運營方式產(chǎn)生重大影響，并從技術(shù)經(jīng)濟(jì)可行性角度，總結(jié)了適應(yīng)當(dāng)前發(fā)展需求的ADN運行控制系統(tǒng)構(gòu)架和技術(shù)內(nèi)涵。此外，還相繼開展了多時間尺度下ADN的多DER協(xié)調(diào)控制、基于非電壓信息方向元件的主動配電網(wǎng)保護(hù)技術(shù)、基于多代理的ADN運營管理系統(tǒng)、主動配電網(wǎng) 的優(yōu)化調(diào)度策略、以及ADN的故障恢復(fù)重構(gòu)等方面的研究[9-13]。文獻(xiàn)[14]基于ADN的智能計量和通信技術(shù)框架，研究了其可中斷負(fù)荷的控制策略。相比于國內(nèi)，國外目前已在AND的技術(shù)研發(fā)、市場設(shè)計、技術(shù)示范和市場論證等多方面開展了研究和實踐[15-18]，其中，文獻(xiàn)[18]介紹了歐盟FP6主導(dǎo)的ADINE示范工程。

本文以大規(guī)模DER并網(wǎng)后的配電網(wǎng)源荷協(xié)調(diào)運行為目標(biāo)，進(jìn)行了ADN需求側(cè)靈活控制的負(fù)荷控制策略研究。通過采用具有不同用電成本的差異化供電協(xié)議，使配電網(wǎng)對簽有差異化供電協(xié)議的用戶負(fù)荷具備可調(diào)節(jié)或可中斷的靈活調(diào)控能力。在此基礎(chǔ)上，研究提出了由基于期望負(fù)荷率滾動校正的實時電價定價策略、基于可調(diào)節(jié)負(fù)荷的負(fù)荷率預(yù)防控制策略、基于可中斷負(fù)荷的負(fù)荷率預(yù)防控制策略構(gòu)成的ADN需求側(cè)管理運營策略。仿真研究驗證了該運營策略的可行性。

1差異化用電成本計算模型

當(dāng)大規(guī)模DER在配電網(wǎng)并網(wǎng)后，配電網(wǎng)的有功電力平衡公式為

PDN(t)+PDER(t)=PL(t)+Ploss(t)

(1)

式中PDN(t)——來自輸電網(wǎng)的配電網(wǎng)下網(wǎng)有功功率；PDER(t)——配電網(wǎng)并網(wǎng)DER的有功出力；PL(t)——配電網(wǎng)的負(fù)荷有功需求；Ploss(t)——配電網(wǎng)的有功網(wǎng)損。

當(dāng)忽略Ploss(t)分量后，由式(1)可知，如果能對PL(t)分量進(jìn)行削峰填谷控制，使其能夠與PDER(t)分量協(xié)調(diào)運行，就可以在充分消納DER的基礎(chǔ)上，有效提高配變設(shè)備容量的利用率并延緩對配變設(shè)備的投資。

隨著電動汽車充電負(fù)荷、各種儲能負(fù)荷以及基于變頻調(diào)節(jié)的柔性負(fù)荷在配電網(wǎng)中所占比例增加，也使配電網(wǎng)中的可調(diào)節(jié)或可中斷負(fù)荷增加，進(jìn)而使ADN利用負(fù)荷調(diào)節(jié)實現(xiàn)源荷協(xié)調(diào)運行成為可能。同時，作為ADN構(gòu)建的主要技術(shù)，高級測量體系的AMI技術(shù)也將在幫助實現(xiàn)電力流和信息流高度融合的同時，為實現(xiàn)配電網(wǎng)與電力用戶間的靈活互動的運營提供技術(shù)保證[19-20]。利用AMI的智能電表，就可依據(jù)式(2)所示差異化用電成本計算模型進(jìn)行各電力用戶的用電成本統(tǒng)計。

(2)

式中costi——電力用戶i的用電成本；costib——用戶i按實時電價計算的用電成本；costir——用戶i從配電網(wǎng)獲得的補(bǔ)償其響應(yīng)負(fù)荷調(diào)節(jié)需求的收益或不響應(yīng)調(diào)節(jié)需求的懲罰成本；costic——用戶i從配電網(wǎng)獲得的補(bǔ)償其可中斷負(fù)荷被切除的收益；αir，αic——供電公司是否對用戶i進(jìn)行差異化用電成本統(tǒng)計，等于1表示統(tǒng)計，等于0表示不統(tǒng)計；pi(t)——用戶i的實時有功負(fù)荷；m(t)——實時電價；tbsj，tbej——第j個實時電價調(diào)節(jié)周期Tb(j)的首尾時刻；trsk，trek——第k個負(fù)荷率預(yù)防控制周期Tr(k)的首尾時刻；trsl，trel——第l個負(fù)荷率校正控制周期Tc(l)的首尾時刻；n1，n2，，n3——實時電價、負(fù)荷率預(yù)防和負(fù)荷率校正的控制周期個數(shù)，且n1≥n2、n1≥n3；βr和βc——用戶響應(yīng)負(fù)荷調(diào)節(jié)或切除需求的實時電價優(yōu)惠權(quán)重；Pir——用戶i與電力公司簽訂的最大可調(diào)節(jié)有功負(fù)荷；Pic——用戶i與電力公司簽訂的最大可中斷有功負(fù)荷；c(Tr(k))——配電網(wǎng)可調(diào)節(jié)負(fù)荷在第k個負(fù)荷率預(yù)防控制周期的調(diào)節(jié)比例；γi(Tr(k))——計算用戶i可調(diào)節(jié)負(fù)荷在第k個負(fù)荷率預(yù)防控制周期獲得的優(yōu)惠或懲罰成本的權(quán)重。

式(2)中的γi(Tr(k))可按式(3)和式(4)計算得到：

(3)

(4)

由式(2)可知，當(dāng)用戶簽訂具有差異化用電成本的供電協(xié)議后，就可以通過響應(yīng)供電公司可調(diào)負(fù)荷或可中斷負(fù)荷的調(diào)節(jié)命令，降低其用電成本。同時，供電公司也可以依據(jù)協(xié)議對用戶的不響應(yīng)行為給予用電成本懲罰。利用差異化用電成本不僅使供電公司具備可調(diào)節(jié)和可切除負(fù)荷資源，而且可以使電力用戶通過響應(yīng)實時電價和負(fù)荷調(diào)節(jié)或切除等命令，實現(xiàn)配電網(wǎng)和用戶之間靈活互動的動態(tài)調(diào)節(jié)。

2基于差異化用電成本的運營控制原理

差異化供電協(xié)議使ADN中的供電公司具備了調(diào)控用戶可調(diào)節(jié)負(fù)荷和可中斷負(fù)荷的能力。圖1描述了供電公司利用獲得的可調(diào)節(jié)和可中斷負(fù)荷進(jìn)行需求側(cè)管理的運營控制原理。由圖1可知，運營策略主要由基于期望負(fù)荷率滾動校正的電價定價策略、負(fù)荷率預(yù)防控制和負(fù)荷率校正控制三個策略組成。供電公司通過銷售差異化供電協(xié)議，將用戶負(fù)荷分成非協(xié)議負(fù)荷和協(xié)議負(fù)荷，并且由式(2)所示統(tǒng)計原理可知，協(xié)議負(fù)荷可分為可調(diào)節(jié)負(fù)荷和可中斷負(fù)荷兩個部分。圖1中，r%和c%分別表示協(xié)議可調(diào)節(jié)和可切除有功負(fù)荷總量占配變有功容量的百分率，即r%×Ppb=∑Pir，c%×Ppb=∑Pic，Ppb為配變有功容量。供電公司同時利用電價定價策略，通過動態(tài)檢測配電網(wǎng)的負(fù)荷率進(jìn)行實時電價調(diào)節(jié)，進(jìn)而使負(fù)荷率保持在期望范圍內(nèi)運行。當(dāng)負(fù)荷率不滿足期望約束條件的時候，首先通過向用戶可調(diào)節(jié)負(fù)荷發(fā)送調(diào)節(jié)命令，進(jìn)行負(fù)荷率預(yù)防控制，若預(yù)防控制不能使負(fù)荷率滿足期望約束條件時，則通過向用戶可中斷負(fù)荷發(fā)送切除命令，進(jìn)行負(fù)荷率校正控制。通過三種負(fù)荷控制策略的協(xié)調(diào)配合，使ADN在充分消納并網(wǎng)DER的基礎(chǔ)上，實現(xiàn)對其負(fù)荷率的有效調(diào)節(jié)。

圖1　ADN基于差異化用電成本的DSM運營策略

3基于電價的負(fù)荷率滾動校正策略

3.1負(fù)荷的電價響應(yīng)特性

負(fù)荷的電價響應(yīng)特性是指電力用戶響應(yīng)實時電價所調(diào)整用電負(fù)荷大小對電價的變化率。雖然不同電力用戶的負(fù)荷電價響應(yīng)特性存在不同，但從整體上來看，負(fù)荷對電價變化的響應(yīng)具有圖2所示的變化特點[21]：即在電價變化的敏感范圍內(nèi)，用戶將會隨著電價的提高而相應(yīng)減小其用電負(fù)荷，隨著電價的降低相應(yīng)增加其用電負(fù)荷，并且當(dāng)負(fù)荷增加或減小到一定程度時，負(fù)荷調(diào)節(jié)大小將不再跟隨電價的變化作相應(yīng)改變；在電價變化的非敏感范圍內(nèi)，用戶將不會根據(jù)電價的變化進(jìn)行用電負(fù)荷的調(diào)節(jié)。圖2中，Mref為實時電價的參考基準(zhǔn)值；Pref為負(fù)荷調(diào)節(jié)量的參考基準(zhǔn)值；為負(fù)荷對電價變化的響應(yīng)調(diào)節(jié)量；mmax和mmin分別為實時電價取值的上限和下限；mup和mlow分別為電價非敏感變化范圍的上限和下限，該參數(shù)可根據(jù)負(fù)荷調(diào)節(jié)量對電價變化范圍的靈敏度分析進(jìn)行確定。

圖2　負(fù)荷的電價響應(yīng)特性

圖2所示負(fù)荷電價響應(yīng)特性可用式(5)描述，

(5)

式(5)中，f1[m(t)/Mref-mup]可根據(jù)用戶負(fù)荷△pL/Pref對電價[m(t)/Mref]-mup的不同統(tǒng)計值，依據(jù)式(6)計算各f1[m(t)/Mref-mup]的對應(yīng)值，然后利用數(shù)值擬合方法進(jìn)行f1函數(shù)基于自變量m(t)/Mref的確定。

(6)

同理可依據(jù)統(tǒng)計值按照式(7)計算各f2[mlow-m(t)/Mref]的對應(yīng)值，然后利用數(shù)值擬合方法進(jìn)行f2函數(shù)的確定。

(7)

3.2電價的負(fù)荷率調(diào)節(jié)特性

實時電價作為供電公司調(diào)節(jié)電網(wǎng)負(fù)荷的重要手段，也是其提高配電網(wǎng)運行經(jīng)濟(jì)性和配變設(shè)備容量利用率的主要措施。由于負(fù)荷率是負(fù)荷變化的主要反映，因此，可依據(jù)負(fù)荷率的變化進(jìn)行實時電價調(diào)節(jié)，即隨著負(fù)荷率增加而提高電價，隨著負(fù)荷率降低而降低電價。該調(diào)節(jié)過程可用式(8)所示函數(shù)進(jìn)行近似描述。

ηEmaxmmin-ηEminmmax

(8)

式中ηEmax，ηEmin——期望利用電價可調(diào)節(jié)的負(fù)荷率上限和下限。

η(Tb(j-1))為Tb(j-1)周期的平均負(fù)荷率，可計算為

(9)

式中∑pi(t)——各電力用戶的實時有功負(fù)荷。

3.3基于期望負(fù)荷率滾動校正的電價定價策略

圖3　基于期望負(fù)荷率滾動校正的電價定價策略

4負(fù)荷率的預(yù)防和校正控制

利用基于實時電價滾動校正方法進(jìn)行負(fù)荷率控制時，由于存在方法所涉及模型建模不準(zhǔn)確或模型參數(shù)不合理導(dǎo)致的估計誤差，因此在負(fù)荷率調(diào)節(jié)過程中，將存在負(fù)荷率不滿足期望約束條件現(xiàn)象，嚴(yán)重時甚至使負(fù)荷率超出配變?nèi)萘吭试S的運行范圍。針對此不足，本文進(jìn)一步研究了負(fù)荷率的預(yù)防和校正控制策略。

當(dāng)配電網(wǎng)負(fù)荷率超出負(fù)荷率預(yù)防控制動作的設(shè)定閾值時，將啟動基于可調(diào)節(jié)負(fù)荷的負(fù)荷率預(yù)防控制周期。在控制周期內(nèi)，通過聯(lián)立求解式(10)，進(jìn)行基于概率估計的可調(diào)節(jié)負(fù)荷調(diào)節(jié)比例c(Tr(k))的計算。然后通過向各負(fù)荷可調(diào)節(jié)協(xié)議用戶發(fā)送可調(diào)節(jié)負(fù)荷的調(diào)節(jié)比例指令，使各用戶調(diào)節(jié)其可調(diào)節(jié)負(fù)荷，以使負(fù)荷率恢復(fù)到預(yù)防控制設(shè)定值以下。

(10)

式中ηr——啟動負(fù)荷率預(yù)防控制的負(fù)荷率設(shè)定值；η(Tr(k))——第k個負(fù)荷率預(yù)防控制周期的負(fù)荷率；Ri——負(fù)荷可調(diào)節(jié)協(xié)議用戶i的實際負(fù)荷調(diào)節(jié)量占其協(xié)議最大可調(diào)節(jié)負(fù)荷的比例；f(Ri)——用于描述調(diào)節(jié)比例Ri的分布概率，本文用正態(tài)分布N[c(Tr(k),σ2)]近似描述；n4——協(xié)議承擔(dān)可調(diào)節(jié)負(fù)荷的用戶數(shù)量。

當(dāng)負(fù)荷率預(yù)防控制無法保持負(fù)荷率在其設(shè)定值以下，并達(dá)到設(shè)定值更大的負(fù)荷率預(yù)防控制設(shè)定值的更大時，基于各負(fù)荷可中斷協(xié)議用戶承諾的可切除負(fù)荷量，按式(11)估算負(fù)荷切除總量，并通過向所確定協(xié)議用戶發(fā)送負(fù)荷切除指令，切除選擇的可中斷負(fù)荷，使負(fù)荷率恢復(fù)至校正控制設(shè)定值以下。

(11)

式中ηc——啟動負(fù)荷率校正控制的負(fù)荷率設(shè)定值；η[Tc(l)]——第l個負(fù)荷率校正控制周期內(nèi)的負(fù)荷率；n5——確定的進(jìn)行負(fù)荷切除的用戶數(shù)。

5仿真研究

某地區(qū)配電網(wǎng)典型日負(fù)荷曲線∑pi’(t)和光伏發(fā)電有功輸出曲線∑pDERi(t)如圖4所示。假設(shè)該配電網(wǎng)中，各協(xié)議用戶承諾的最大可調(diào)節(jié)有功負(fù)荷的總和為20%Ppb，承諾的最大可中斷負(fù)荷的總和為10%Ppb。

圖4　典型日負(fù)荷和光伏輸出曲線

圖5　差異化用電成本負(fù)荷控制方法作用下的配電網(wǎng)負(fù)荷

圖6　基于負(fù)荷率滾動校正的實時電價

圖5給出了上述仿真初始條件下，采用提出的負(fù)荷控制方法對圖4所示配電網(wǎng)負(fù)荷進(jìn)行調(diào)節(jié)的結(jié)果∑pi(t)。圖5同時給出了負(fù)荷調(diào)節(jié)過程中，實時電價作用下的負(fù)荷調(diào)節(jié)分量△pm(t)(t)，當(dāng)負(fù)荷率η>ηr=0.9時，基于負(fù)荷率預(yù)防控制的可調(diào)負(fù)荷調(diào)節(jié)分量△pr(t)，當(dāng)η>ηc=1.0時，基于負(fù)荷率校正控制的可中斷負(fù)荷調(diào)節(jié)分量△pc(t)。圖6描述了上述負(fù)荷調(diào)控過程中的實時電價運行范圍，并且對比給出了采用基于期望負(fù)荷率滾動校正策略的電價估計值和校正后的實時電價m(t)，對比結(jié)果也表明了所提出的定價策略的有效性。

圖5和圖6的仿真結(jié)果表明：采用所提出的基于差異化用電成本的需求側(cè)管理控制方法，在實時電價和負(fù)荷率預(yù)防控制協(xié)調(diào)作用下，配電網(wǎng)負(fù)荷率都能在期望負(fù)荷率ηexp附近運行，在負(fù)荷率校正控制下，配電網(wǎng)的最高負(fù)荷率可有效保證不超過ηc的設(shè)定值。仿真結(jié)果不僅表明所研究負(fù)荷控制方法的可行性，而且表明利用所提出的運營方法，可以有效消納分布式電源、實現(xiàn)負(fù)荷的“削峰填谷”控制，提高配變?nèi)萘坷寐省?/p>

6結(jié)語

本文以主動配電網(wǎng)的需求側(cè)管理運營策略作為研究對象，探討了基于差異化用電成本的運營控制方法，該方法基于實時電價和配電網(wǎng)可調(diào)節(jié)、可中斷負(fù)荷，實現(xiàn)對分布式電源的高效消納和負(fù)荷率的有效調(diào)節(jié)，仿真研究驗證了其可行性。值得指出的是，主動配電網(wǎng)作為智能配電網(wǎng)的高級發(fā)展形式，其技術(shù)內(nèi)涵還處于探索階段。因此，本文的研究工作還屬于初步研究，其所涉及的負(fù)荷的電價響應(yīng)特性、實時電價的定價策略、負(fù)荷率預(yù)防控制中調(diào)節(jié)負(fù)荷比例確定方法等內(nèi)容都需要繼續(xù)系統(tǒng)深入地研究。

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(本文編輯：趙艷粉)

DSM Operation Strategy for Active Power Distribution Network Based on Differential Electricity Costs

LU Xing, YE Jie-hong

(Management Science Research Institute of Guangdong Electric Power Grid Company, Guangzhou 510080, China)

Abstract:In view of the influence of distributed generation access to distribution network operation, as well as the active distribution network technical characteristics, this paper proposes the demand-side management (DSM) operation strategy for active distribution network by using real-time electricity price and power supply agreement based on differential electricity cost. The differential electricity cost calculation model for adjustable and interruptible user load control was studied. Then, research the load regulation characteristics of electricity price response and put forward the real-time electricity pricing method based on expected load rate rolling correction in order to dynamically adjust the load rate by using real-time electricity price. Meanwhile, considering that the electricity price adjustment may not lead to the load rate failing to meet the expected constraint, present the load rate prevention and control strategy based on the adjustable load, as well as the load rate correction strategy based on the interruptible load. Finally simulate the feasibility of the proposed operation strategy. The simulation results show that the DSM operation strategy can not only adjust the load according to the load rate constraint, ease load rate fluctuations, and realize the load peak shifting, but also provide effective guarantee and support for the distributed generation elimination and distribution capacity utilization improvement.

Key words:active power distribution network; differential electricity cost; demand-side management; load rate; real-time electricity price

DOI：10.11973/dlyny201602003

作者簡介：蘆興(1981)，男，碩士，高級工程師，研究方向電力技術(shù)經(jīng)濟(jì)，現(xiàn)從事電網(wǎng)安全生產(chǎn)風(fēng)險管理工作。

中圖分類號：TM76

文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

文章編號：2095-1256(2016)02-0165-07

收稿日期：2015-12-29